Celulas Solares de Silicio

i

CÉLULAS SOLARES DE SILICIO: FUNDAMENTOS Y APLICACIONES

Salvador Ponce AlcántaraSalvador Ponce AlcántaraSalvador Ponce AlcántaraSalvador Ponce Alcántara

Málaga, 22 de agostoMálaga, 22 de agostoMálaga, 22 de agostoMálaga, 22 de agosto –––– 5 de noviembre 5 de noviembre 5 de noviembre 5 de noviembre de 2008 de 2008 de 2008 de 2008

Células solares de silicio: Fundamentos y Aplicaciones Salvador Ponce Alcántara

i

Los sueños de los grandes soñadores no solo

llegan a cumplirse, siempre son superados


ii

“En una empresa de Málaga de cuyo nombre no quiero acordarme…”

Esto no es una versión modificada y actualizada de aquel famoso libro de D. Miguel de

Cervantes Saavedra, “El Quijote”. Más bien se trata de un resumen, una introducción, unos

apuntes sobre un tema de actualidad y, para mí, de mucho interés: las células solares de

silicio.

No se por ahí, pero por aquí son las 23:32 horas del día 5 de noviembre de 2008, miércoles

para más señas, y ya doy por finalizada la primera versión de “esta introducción a la

fotovoltaica”.

Han sido algo más de dos meses los que me ha llevado escribirlo, durante los cuales han

habido muchos cambios. Uno de ellos, que en mayor o en menor medida nos está afectando a

todos, es la famosa crisis. Esta ha sido responsable del gran aumento en el número de

desempleados en general a nivel nacional, y en la empresa a la que pertenezco en particular.

Quisiera enviar desde aquí MUCHO ANIMO para todas esas personas quienes,

prácticamente de la noche a la mañana, han visto truncadas muchas de sus ilusiones

poniéndose sus vidas cuesta arriba.

Mientras, “los que han quedado” en la comentada empresa, durante mis numerosas pruebas y

seguimientos de los procesos, me hacían preguntas sobre su trabajo: la fabricación de las

mencionadas células solares de silicio. Por este motivo, el “libro” va dedicado a todos ellos.

Espero que os solucione la mayoría de vuestras dudas y os anime a trabajar “no como

máquinas”, sino “con más conocimiento de causa”.

Continuando con los cambios, hace menos de una semana que mi vida sufrió uno importante,

pues tras numerosas discusiones, la persona a la que más quería “dejó de serlo”. ¡En fin!

Sinceramente, le deseo lo mejor.

A pesar de todas estas malas noticias, personalmente “veo una luz al final del túnel”. Me han

renovado el contrato y seguiré trabajando en lo que me gusta al menos un año más. Por eso

hay que tratar de seguir siempre adelante, pues las cosas cambian. “Mañana será otro día”.

Antes de empezar “de verdad”, quiero pedir perdón por todos los errores que he podido cometer

en estos apuntes.

SALUDOS,

Salvador Ponce Alcántara


iii

Índice

1. INTRODUCCIÓN 1

2. SEMICONDUCTORES 4

Absorción de la luz - generación 8

Recombinación 11

Defectos de la red cristalina 14

Movimiento de los portadores en

un semiconductor

15

3. LA UNIÓN P-N 17

Ecuación del diodo 18

4. EL SILICIO 19

Purificación del silicio 19

Cristalización 22

Crecimiento por el método

Czochralsky (Cz)

23

Crecimiento por el método de la

zona flotante (FZ)

24

Silicio multicristalino (mc-Si) 25

Crecimiento de láminas de silicio 27

Silicio amorfo 28

Obtención de las obleas: Corte

de los lingotes

29


iv

5. CÉLULAS SOLARES DE SILICIO 30

Texturado 31

Emisor: difusión de fósforo 33

Difusión de fósforo a partir de una

fuente líquida de POCl3

35

Emisores selectivos 36

Pasivación superficial 37

Capa antirreflectante 42

Metalización 44

Contacto frontal 44

Contacto posterior 46

Recocido 46

Efecto del aluminio en la cara

trasera de la célula solar

47

Otras formas de obtener los

contactos

48

Aislamiento de bordes 49

6. CARACTERIZACIÓN DE LA

CÉLULA SOLAR

51

Curva IV 51

Eficiencia cuántica 56

7. CÉLULAS SOLARES DE ALTA

EFICIENCIA

58

Célula tipo PERL 58


v

Célula tipo PERC 59

Célula de contacto posterior 61

8. CLASIFICACIÓN 62

9. COSTES 64

10. APLICACIÓN 68

PRINCIPALES FUENTES DE

INFORMACIÓN Y

AGRADECIMIENTOS

74

REFERENCIAS 75


vii

Índice Analítico A

Absorción de la luz, 8.

Ancho de banda prohibida, 5.

Arrastre de portadores, 15.

B

Back surface field (BSF), 47.

Banda de conducción, 5.

Banda de valencia, 5.

Barrera de potencial, 17.

Bowing, 47.

C

Capa antirreflectante, 42.

Capa muerta, 36.

Carburo de silicio, 39.

Células HIT, 40.

Célula solar, 30.

Célula tipo PERL, 58.

Célula tipo PERC, 59.

Célula de contacto posterior, 61.

Cluster, 14.

Coeficiente de absorción, 9.

Coeficiente de difusión, 16.

Contactos enterrados, 48.

Contactos fotolitográficos, 48.


viii

Contacto frontal, 44.

Contacto posterior, 46.

Corriente de arrastre, 17.

Corriente de difusión, 17.

Corriente de cortocircuito, 51.

Crecimiento Czochralsky, 23.

Crecimiento Zona Flotante, 24.

D

Densidad de corriente de cortocircuito, 52.

Difusión de portadores, 15.

Dislocación, 14.

Dopaje, 6.

E

Efecto fotovoltaico, 1.

Eficiencia, 55.

Eficiencia cuántica, 56.

Emisor, 33.

Emisor selectivo, 36.

Energía solar fotovoltaica, 1.

Extracción de impurezas por fósforo, 36.

F

Factor de forma (fill factor), 53.

Firing, 46.

Fog (difusión de fósforo), 34.


ix

G

Generación, 8.

Gettering, 36.

H

Horno de infrarrojos, 34.

Horno de tubo, 35.

Horno RTP, 34.

I

Impureza intersticial, 14.

Impureza sustitucional, 14.

Inversión energética, 66.

L

Láminas de silicio, 27.

Láminas delgadas, 28.

Longitud de difusión, 16.

M

Movilidad de portadores, 15.

N

Nitruro de silicio, 39.

O

Óxido de silicio, 38.

P

Pasivación superficial, 37.

Polisicilio, 21.

Portadores, 6.


x

Punto de máxima potencia, 51.

R

Recocido, 46.

Recombinación, 11.

Recombinación Auger, 12.

Recombinación Radiativa, 12.

Recombinación Superficial, 13.

Recombinación Shockley – Read –Hall, 12.

Resistencia serie, 54.

Resistencia paralelo, 55.

S

Screen printing (difusión de fósforo), 34.

Screen printing (metalización), 45.

Semiconductor, 4.

Silicio, 19.

Silicio amorfo, 28.

Silicio de grado electrónico, 21.

Silicio de grado metalúrgico, 19.

Silicio multicristalino, 25.

Spin on (difusión de fósforo), 34.

Spray on (difusión de fósforo), 34.

Substrato tipo N, 7.

Substrato tipo P, 7.

T

Tensión de circuito abierto, 53.


xi

Texturado, 31.

Tiempo de recuperación energética, 67.

Tiempo de vida, 16.

U

Unión p-n, 17.

V

Vacancia, 14.

Z

Zona de carga espacial, 17.


1

1.- INTRODUCCIÓN

El efecto fotovoltaico consiste en un fenómeno físico que se caracteriza por convertir la energía procedente de la luz solar en energía eléctrica. Al dispositivo capaz de realizar esta conversión se

denomina célula solar.

La energía solar fotovoltaica, entre otras fuentes renovables, se presenta como una alternativa para la producción de energía eléctrica desde que se empezó a desarrollar en los años setenta a partir de la crisis del petróleo, pero aún no ha satisfecho las expectativas que en

ella se han puesto.

Presenta grandes ventajas asociadas a su inagotable y bien distribuido “combustible”: la energía solar. Se estima que esta energía es tan abundante, que en sólo 20 días toda la energía solar que llega a la tierra es superior al de la energía que se puede producir por todos los sectores del petróleo, el carbón y el gas en la corteza terrestre en un

año.

Si bien la energía solar es una enorme promesa, a lo largo de los años el aprovechamiento de la misma en una económica ha sido difícil. Así, a pesar de su robustez, modularidad y sencillez de aplicación, la energía solar fotovoltaica continúa siendo cara (en un análisis económico sencillo que no contemple externalidades): el coste medio de la energía producida por medios fotovoltaicos oscila entre 0,25 - 0,50 €/kWh, mientras que el coste medio de la energía eléctrica en la Unión Europea es de 0,04 €/kWh en producción y 0,10 €/kWh para el usuario

final, respectivamente [i].

A pesar de ello, como se puede ver en la figura 1, en la última década la evolución del mercado de módulos fotovoltaicos ha sido vertiginosa, llegando a alcanzar tasas de crecimiento anual del 35 - 40%, lo que da muestra de la vitalidad del sector [ii]. Este crecimiento se ha basado en tecnologías de silicio cristalino. Así, para los últimos años, entre el 90 y el 95% de las células solares comercializadas son de silicio

cristalino, bien en su forma monocristalina, multicristalina o en lámina.


2

Figura 1. Evolución del mercado fotovoltaico en los últimos años [ii].

mono c-Si; 43.4%

multi c-Si; 46.5%

Silicio en cinta; 2.5%

CIS; 0.2%

a-Si; 4.7%

Cd-Te; 2.7%

Figura 2. Substratos utilizados en la industria fotovoltaica durante el año

2006 [ii].

Las primeras células solares fueron realizadas sobre selenio, y sus eficiencias de conversión de luz solar en electricidad estaban en el rango del 0,5%. En el año 1954, los laboratorios Bell implementaron la primera célula solar de silicio, y en pocos años se alcanzaron eficiencias del 6% utilizando este material. Las mejoras introducidas desde entonces son evidentes, considerando que a día de hoy existen compañías que

producen células solares con eficiencias superiores al 20%


3

Dado que el silicio constituye con diferencia el material más utilizado para la fabricación de células solares, a continuación se pretende realizar un repaso de los distintos puntos de interés asociados principalmente a la fabricación de células solares con este tipo de

substrato.


4

2.- SEMICONDUCTORES

Los semiconductores están formados por átomos individuales enlazados unos con otros, dando lugar a una estructura regular y periódica en la que cada átomo está rodeado por ocho electrones. Su

estructura se muestra en la figura 3.

Figura 3: Estructura de un semiconductor.

Dentro de la Tabla Periódica, a las columnas verticales se las conoce como grupos. Todos los elementos que pertenecen a un grupo tienen la misma valencia (número de electrones que están siendo compartidos, recibidos o dados por un átomo en un enlace iónico o covalente), y por ello, tienen características o propiedades similares

entre si.

Figura 4: Trozo de la Tabla Periódica. Aparecen señalados los elementos

que pueden comportarse como semiconductores.


5

El silicio es el segundo elemento más abundante en la corteza terrestre (27,7% en peso) después del oxígeno. Por sus propiedades semiconductoras tiene un interés especial en la industria electrónica y microelectrónica como material básico para la formación de obleas que son usadas en la fabricación de transistores, todo tipo de

dispositivos semiconductores y células solares.

Sus átomos están unidos mediante enlaces covalentes, consistente en que cada átomo comparte un electrón con el átomo vecino, por lo que estará rodeado por ocho electrones. Al alcanzar cierta energía el enlace puede romperse, quedando un electrón libre el

cuál contribuirá a la generación de una corriente eléctrica.

Pueden definirse por lo tanto dos niveles distintos de energía:

• Uno de baja energía, en la que el electrón se encuentra

enlazado.

• Otro en el que el electrón adquiere la suficiente energía como

para romper su enlace y quedar libre.

No hay ningún estado permitido entre ambos. A la mínima energía necesaria para producir este efecto se denomina ancho de banda prohibida del semiconductor (Eg). A modo de ejemplo, a temperatura ambiente para el silicio es de 1,14 eV y para el arseniuro de

galio (AsGa) de 1,42 eV. Este valor varía con la temperatura.

El menor nivel de energía se denomina banda de valencia (Ev), y al nivel en el que el electrón está libre se denomina banda de conducción (Ec). El ancho de banda prohibida es la distancia entre ambas bandas.


6

Ec

Ev

Figura 5: Estructura bandas de un semiconductor.

Bajo excitación térmica, los electrones que están en la banda de valencia pueden pasar a la banda de conducción, dejando un hueco en la de valencia. A los electrones y a los huecos se les denominan

portadores, y participarán en la conducción de la electricidad.

Relacionado con los semiconductores, se denomina dopaje al proceso intencionado de agregar impurezas en un semiconductor extremadamente puro (también referido como intrínseco) con el fin de cambiar sus propiedades eléctricas. Existen dos tipos de materiales

dopantes: tipo N y tipo P.


7

Figura 6: Esquema de un cristal de silicio dopado con impurezas tipo n y

p respectivamente.

Se llama substrato tipo N al que posee átomos de impurezas que permiten la aparición de electrones sin huecos asociados a los mismos. Los átomos de este tipo se llaman donantes ya que "donan" o entregan electrones. Para el silicio serán de valencia cinco como el Fósforo. A diferencia de los átomos que conforman la estructura original, posee un electrón no ligado, por lo tanto la energía necesaria para separarlo del átomo será menor que la necesitada para romper una ligadura en el cristal de silicio (o del semiconductor original). Finalmente tendremos más electrones que huecos por lo que los primeros serán los portadores mayoritarios y los últimos los minoritarios. La cantidad de portadores mayoritarios será función directa de la cantidad de átomos de

impurezas introducidos.

Se llama substrato tipo P al que tiene átomos de impurezas que permiten la formación de huecos sin que aparezcan, como ocurre al romperse un enlace, electrones asociados a los mismos. Los átomos de este tipo se llaman aceptores, ya que "aceptan" o toman un electrón, y serán de valencia tres como el Aluminio, el Boro o el Galio. Debido a que solo tiene tres electrones en su capa de valencia, aparecerá un enlace roto que tendrá afinidad por tomar electrones de los átomos próximos, generando finalmente más huecos que electrones por lo que los primeros serán los portadores mayoritarios y los segundos los minoritarios. Al igual que en el material tipo N, la cantidad de portadores mayoritarios será función directa de la cantidad de átomos de

impurezas introducidos.

A modo de ejemplo, en el caso de una oblea de silicio tipo P utilizada comúnmente para la fabricación de células solares, la concentración de portadores mayoritarios es de 1,5 1016 cm-3, mientras

que la de minoritarios es inferior a 1,0 106 cm-3.

Absorción de la luz - generación

Puede suceder tres cosas con los fotones que llegan a la superficie del semiconductor: que sean reflejados por el material, absorbidos ó transmitidos a través de él (que lo atraviese). Los fotones


8

reflejados o transmitidos no contribuirán a la producción de

electricidad. En relación con los fotones absorbidos tenemos tres casos:

• Eph < Eg la energía del fotón es menor que la del ancho de

banda prohibida del semiconductor, por lo que no intervendrá a la generación de corriente. El fotón lo atravesará como si fuese

transparente.

• Eph = Eg el fotón posee la energía mínima para producir un par

electrón-hueco.

• Eph > Eg es un fotón con mucha energía. Hace que un electrón

pase a la banda de conducción, disipándose el exceso de

energía en forma de calor.

La absorción de fotones da lugar a la generación de pares electrón-hueco, es decir, a la creación de portadores mayoritarios y minoritarios. El número de portadores mayoritarios generados es muy inferior al presente en el semiconductor debido a su dopado, por lo que podremos decir que la concentración de estos es aproximadamente constante. Sin embargo, el número de portadores minoritarios generado sobrepasa al existente en el semiconductor en oscuridad. Por ello, el número de portadores minoritarios en una célula solar iluminada es aproximadamente igual al número de portadores minoritarios

fotogenerados.

En relación a la energía asociada a un fotón, esta puede

escribirse como:

Eph = h ν = hc / λ ≈ 1,24 / λ(µm)

donde h es la constante de Planck (6,626 10-34 Js), c es la velocidad de la luz en el vacío y λ la longitud de onda del fotón en cuestión. De acuerdo con esta expresión, los fotones capaces de generar pares electrón-hueco en el silicio poseerán unas longitudes de onda

comprendidas entre los 350 y los 1150 nm aproximadamente.

El coeficiente de absorción es otro parámetro que caracteriza a un semiconductor. Determina cuánto puede penetrar la luz dentro del material antes de ser absorbida. En materiales con un bajo coeficiente


9

de absorción la luz es absorbida débilmente, y si el material es lo suficientemente fino, actuará como si fuese transparente. Además del material, este coeficiente varía según la longitud de onda de la luz incidente, en el sentido de que, tal y como se ha comentado con anterioridad, fotones con energía inferior a la del ancho de banda prohibida no serán absorbidos. La figura 7 muestra el coeficiente de

absorción para distintos semiconductores.

Figura 7: Coeficiente de absorción para distintos semiconductores.

La generación de pares electrón-hueco se puede describir con la

siguiente ecuación:

G = α No e-αx

donde α es el coeficiente de absorción, No el flujo de fotones en la superficie (fotones por unidad de área y tiempo) y x la distancia dentro

del material.

De acuerdo con la expresión anterior, la intensidad de la luz dentro del semiconductor decrece de forma exponencial y, por ello, la generación es mayor en las primeras micras del mismo, junto a la

superficie.

En las siguientes figuras, tomando al silicio como semiconductor, se muestran la velocidad de generación para fotones con tres


10

longitudes de onda distintas y la velocidad de generación en función

de la profundidad para luz blanca.

Figura 8: Velocidad de generación en el silicio, para fotones con

distintas longitudes de onda.

Figura 9: Velocidad de generación para el silicio, incidiendo con luz

blanca.

Atendiendo a la figura 9 podemos afirmar que más del 90% de la luz incidente se absorbe en las primeras 150 µm del silicio, lo que es un argumento a favor de la fabricación de células solares cada vez más

delgadas.


11

Recombinación

Tal y como se ha comentado en el apartado anterior, al incidir luz de cierta longitud de onda sobre un semiconductor se generan pares electrón–hueco, superándose la concentración de los mismos existente en oscuridad. Los electrones que alcanzan la banda de conducción se encuentran en un estado meta-estable y tenderán a caer nuevamente a la banda de valencia, eliminando a un hueco. Por este motivo, al desconectar la luz el exceso de pares electrón-hueco comentado decae hasta sus valores de equilibrio. A este proceso se denomina recombinación. Existen tres tipos de recombinación en el volumen de un

semiconductor:

• Radiativa: Tiene lugar en semiconductores con ancho de banda directo. Está presente en LÁSERS y LEDS. Para el silicio, que posee un ancho de banda indirecto, este tipo de recombinación tiene

poca importancia.

Se caracteriza porque el electrón, al recombinarse, emite el exceso de energía en forma de un fotón con energía similar a la del ancho de

banda prohibida.

• Shockley – Read –Hall: Recombinación a través de defectos. Tiene

lugar en dos pasos:

- Primero, el electrón es atrapado en un estado de energía presente dentro del ancho de banda prohibida, que ha sido introducido por un defecto en la estructura cristalina o por una

impureza.

- A continuación el electrón caerá a la banda de valencia, donde se recombina y emite su exceso de energía en forma

de calor.

La velocidad con la que tiene lugar esta recombinación depende de la posición


12

que tome el nivel de energía introducido. Si este se encuentra cerca de la banda de conducción o de valencia su efecto es menor que si se introduce justo en el centro de la banda

prohibida.

Este tipo de recombinación es la más importante para el silicio.

• Auger: En este tipo de recombinación entran en juego tres portadores. Al recombinarse el electrón y el hueco, el exceso de energía lo adquiere un tercer electrón situado en la banda de conducción, el cual se promociona a niveles superiores de energía para volver a su posición de equilibrio dentro de la banda

de conducción.

Además de en el volumen, la recombinación también se presenta en la superficie del semiconductor, ya que esta representa una ruptura en la continuidad de la red cristalina, apareciendo numerosos enlaces insaturados. La reducción de estos enlaces insaturados y por lo tanto de la recombinación, tendrá lugar creciendo una capa pasivadora en la superficie del

semiconductor.

¿Cómo reducir la recombinación?

• Con el empleo de substratos de alta calidad, ya que estos poseen

una menor presencia de impurezas.

• Realizando procesos de fabricación “limpios”,

• Con técnicas que minimiza el número de impurezas

contaminantes presentes (gettering).

• Con técnicas que reducen la actividad recombinante de los

defectos cristalinos (hidrogenación).


13

Defectos de la red cristalina

Dentro de la red cristalina de un semiconductor nos podemos

encontrar los siguientes defectos:

Figura 10: Defectos de la red cristalina de un semiconductor.

• Impureza intersticial: Ocupa uno de los espacios vacíos existente entre los átomos que forman una red cristalina.

• Dislocación: se produce torciendo un cristal, de tal modo que en un

plano atómico se produce una rampa espiral en torno a la dislocación.

• Auto-intersticial: Es un defecto de la red cristalina consistente en que un átomo de la misma ocupa un espacio existente entre los átomos de la red.

• Cluster: Consiste en una agrupación de impurezas dentro de la red cristalina.

• Impureza sustitucional: Impureza cuyos átomos reemplazan a los átomos originales de una red cristalina.

• Vacancia: Lugar de la red cristalina que debiera estar ocupado por un átomo y está vacío.


14

Movimiento de los portadores en un semiconductor

Los electrones en la banda de conducción y los huecos en la de valencia pueden considerarse libres en el sentido de que pueden moverse dentro del cristal. El movimiento es aleatorio y aumenta con la

temperatura.

Si una zona del semiconductor posee una mayor concentración de portadores que otra, aparece un gradiente de portadores de la zona de alta concentración a la de baja. A este flujo se le denomina difusión. La velocidad con la que este fenómeno tiene lugar depende

de la movilidad de los portadores y de la distancia que han de recorrer.

Este movimiento aleatorio puede adquirir una dirección si aplicamos un campo eléctrico al material. Entonces, aparece una aceleración de los huecos en la dirección del campo eléctrico y de los electrones en sentido contrario. A este transporte se denomina arrastre o deriva.

Figura 11: Movimiento de los portadores minoritarios dentro de la red

cristalina: aleatorio y debido a la aplicación de un campo eléctrico.

En este sentido, algunas definiciones a tener en cuenta son:

• Movilidad: Velocidad de arrastre de los portadores minoritarios

debida a la presencia de un campo eléctrico. µ = v / ε

• Coeficiente de difusión de los portadores minoritarios: Representa la facilidad con la que los portadores se mueven dentro de la red


15

cristalina. Viene dado por la relación de Einstein: D = µ kT/q (k: constante de Boltzmann: 1,38 10-23 J/K ; kT/q ≈ 26 mV a

temperatura ambiente).

• Longitud de difusión: Es una propiedad fundamental para evaluar la calidad del substrato utilizado para realizar la célula solar. Se trata de la longitud que recorre un portador antes de recombinarse. L = (D τ)1/2. Introducimos el tiempo de vida de los portadores minoritarios, τ, que es el tiempo medio que un portador

puede permanecer libre (excitado) antes de recombinarse.


16

3. LA UNIÓN P-N

La unión p-n constituye la estructura básica no solo para las células solares, sino para muchos otros dispositivos electrónicos como

diodos, LEDs, láser, transistores…

Se forma mediante la unión de un semiconductor tipo p y uno n. Debido a que el tipo n posee una mayor concentración de electrones y el tipo p de huecos, aparece una difusión de electrones de la zona n a la p, y de huecos de la p a la n. Si los electrones y los huecos no tuviesen carga, esta difusión tendría lugar hasta que la concentración de ambos fuese constante en todo el semiconductor. Sin embargo, en la zona n aparecerán iones positivos, y en la p iones negativos, dando lugar a un campo eléctrico. Aparece así la denominada región de deplexión (zona de carga espacial), que el campo eléctrico (barrera de potencial) tiende a mantenerla libre de portadores.

En equilibrio, a pesar de la presencia del mencionado campo eléctrico, algunos portadores pueden cruzar la unión por difusión, y viajar una distancia igual a su longitud de difusión antes de recombinarse. La corriente producida se denomina corriente de difusión.

Los portadores minoritarios que han cruzado la unión por difusión, debido a su movimiento, pueden llegar a la región de deplexión. En ella son barridos hacia su región original. Aparece así la denominada

corriente de arrastre o deriva.

En equilibrio, ambas corrientes se cancelan.


17

Figura 12: Unión p-n: corrientes presentes en equilibrio.

Al polarizar la unión podremos variar la altura de la barrera de potencial (anchura de la zona de carga espacial), haciéndola mayor o menor (más ancha o más estrecha) según si la polarización es inversa o

directa respectivamente.

Ecuación del diodo

Se trata de una ecuación que liga la intensidad que fluye por el diodo en función de la tensión aplicada al mismo. Viene dada por la

siguiente expresión:

I: corriente que fluye por el diodo.

Io: corriente en oscuridad (“dark saturation current”). Pérdida de corriente del diodo en oscuridad (en ausencia de excitación) por efecto de la temperatura. Aumenta con la temperatura y disminuye

cuando mejora la calidad del substrato.

V: tensión aplicada a los terminales del diodo.

q: carga del electrón.

k: constante de Boltzmann .

T: temperatura absoluta.

n: factor de idealidad (1, 2).


18

4. EL SILICIO

El silicio es el segundo elemento más abundante en la corteza terrestre (27,7% en peso) después del oxígeno. No existe en estado libre, sino que se encuentra en forma de dióxido de silicio y de silicatos complejos. Los minerales que contienen silicio constituyen cerca del 40% de todos los minerales comunes, incluyendo más del 90% de los

minerales que forman rocas volcánicas.

Por sus propiedades semiconductoras tiene un interés especial en la industria electrónica y microelectrónica como material básico para la formación de obleas que son usadas en la fabricación de transistores, todo tipo de dispositivos semiconductores y células solares. Sus

principales propiedades son:

Densidad: 2,33 gr/cm3

Densidad atómica: 5 1022 atm/cm3

Concentración intrínseca de portadores a 300 K: 1,45 1010 cm-3

Ancho banda prohibida a 300 K (0 K): 1,1 eV (1,2 eV)

Movilidad electrones a 300 K: µn = 1500 cm2/ Vs

Movilidad huecos a 300 K: µp = 475 cm2/ Vs

Cte difusión electrones a 300ºK: Dn = 34 cm2/s

Cte difusión huecos a 300ºK: Dp = 13 cm2/s

Punto de fusión: 1415 ºC

Índice de refracción (633nm): 3,875

Purificación del silicio

Como se adelantó en el apartado anterior, si bien el silicio abunda en la corteza terrestre, lo que cuesta es purificarlo. El primer paso consiste en obtener el denominado silicio de grado metalúrgico (Si gm), cuya pureza está en torno al 99 %. Esto se realiza en hornos de arco


19

a 1800 ºC. Se produce una reducción del cuarzo utilizando carbón,

dando lugar al mencionado silicio y monóxido de carbono.

Figura 13: Obtención del silicio de grado metalúrgico.

La producción anual y el coste se estiman en aproximadamente 1 millón de toneladas y 1 €/kg aproximadamente. De ellas, la industria microelectrónica emplea una pequeña fracción (aproximadamente el 3%), mientras que la mayor parte se emplea en metalurgia (aluminios,

aceros, siliconas).

En la figura 14 se muestra un esquema de como se obtiene el

silicio de grado electrónico.


20

Figura 14: Producción de silicio de grado electrónico.

El silicio de grado metalúrgico se hace reaccionar con ácido clorhídrico, obteniendo triclorosilano. Este pasa por columnas de destilación, donde se realizan procesos de purificación. Finalmente se hace reaccionar con hidrógeno, dando lugar a silicio de grado electrónico (Si ge) ultrapuro (polisilicio). Se trata de un proceso que consume mucha energía y costoso. Además, solo el 40% del silicio

obtenido es apto para aplicaciones de la industria microelectrónica.


21

Cristalización

Tras la obtención de las piedras de polisilicio hemos de realizar la

cristalización del mismo.

Figura 15: Cristalización del silicio de grado electrónico.

Atendiendo a su modo de cristalización, la figura 16 muestra los

principales tipos de silicio resultantes, y la Tabla I algunas características.

Figura 16: Tipos de silicio resultantes tras el paso de cristalización.


22

Tipo Tamaño de grano Técnicas de crecimiento

Monocristalino > 10 cm Czochralski, zona flotante

Multicristalino 1 mm – 10 cm Cubas, cinta

Policristalino 1 mm – 1 mm CVD

Amorfo < 1 mm Plasma

Tabla I: Tamaño de grano y técnicas de crecimiento de los principales

tipos de silicio. (Clasificación realizada por Basore).

Crecimiento por el método Czochralsky (Cz)

Las piedras de polisilicio se funden en un crisol. La temperatura de este se controla para que esté justamente por encima del punto de fusión del silicio y no empiece a solidificarse. En el crisol se introduce una varilla que gira lentamente y tiene en su extremo un pequeño monocristal de silicio con la orientación cristalográfica deseada (normalmente 100), que actúa como semilla. Al contacto con la superficie del semiconductor fundido, éste se agrega a la semilla, solidificándose con su red cristalina orientada de la misma forma que aquella, con lo que el monocristal crece. La varilla se va elevando y, colgando de ella, se va formando un monocristal cilíndrico. El grosor del lingote dependerá del control de temperatura y la velocidad de la varilla. Este procedimiento es el más utilizado en la actualidad para realizar el crecimiento de lingotes de silicio monocristalino, y se conoce

como método Czochralsky.


23

Figura 17: Cristalización por el método Czochralsky.

El inconveniente de este método es que los lingotes poseen

mucho carbono y oxígeno procedentes del crisol.

También se plantean otros métodos capaces de producir directamente el silicio en láminas a partir de técnicas basadas en la epitaxia, en crecimiento sobre soporte o cristalización a partir de silicio

mediante matrices.

Crecimiento por el método de la zona flotante (FZ)

Parte de una columna vertical de silicio policristalino sujeta en sus extremos por dos soportes. Una bobina por la que circula una corriente de radiofrecuencia rodea dicha columna y produce una fusión localizada del silicio en la sección de la bobina. Esta bobina se puede desplazar verticalmente a lo largo de la columna de silicio. La bobina empieza a fundir el silicio del extremo inferior, donde hay una semilla de silicio monocristalino similar a la comentada en el apartado anterior. Al subir lentamente hace que la zona fundida del centro de la bobina se desplace hacia la parte superior. La zona fundida que queda debajo se recristaliza siguiendo una estructura monocristalina. La zona fundida queda por lo tanto flotante entre dos zonas solidas. Debido a que en el


24

silicio las impurezas en general y las metálicas en particular tienden a ir a la fase líquida, este proceso sirve además de purificación. Los lingotes obtenidos con este método poseen así menos impurezas que los

crecidos con el método Czochralsky.

Lingote monocristalino

Barra policristalina

Bobina RF

Zona fundida

Figura 18: Cristalización por el método de la zona flotante.

Como el lingote no está en contacto con ningún crisol, el contenido en carbono y oxígeno es muy bajo. En cuanto a las impurezas metálicas, tenderán a acumularse en la parte superior del lingote, el cuál no será rechazado. A mayor número de pasadas de la bobina de radiofrecuencia menor será el contenido de impurezas del

lingote.

Silicio multicristalino (mc-Si)

Se trata de una técnica de crecimiento más simple, y por lo tanto más barata que las anteriores. Sin embargo, la calidad del material es menor debido a la presencia de numerosos defectos en la red cristalina (fronteras de grano y dislocaciones), así como impurezas, los cuales hacen que sean menores los tiempos de vida de los portadores minoritarios. Además, las fronteras entre los distintos granos actúan como barreras para el flujo de portadores minoritarios. A pesar de esto, como se muestra en la figura 2, la mayor parte de las células solares que se producen en la actualidad utilizan este tipo de substrato debido a su

buena relación coste – eficiencia.


25

Tal y como aparece en la tabla I, esta estructura posee granos con un tamaño comprendido entre 1 mm y 10 cm.

El polisilicio se funde en un crisol de grafito o cuarzo y

posteriormente se deja enfriar de forma controlada. Los bloques tienen tamaños en torno a los 690 x 690 mm y un peso de unos 240 kg, para lo que se requieren unas 56 horas de proceso. El throughput es un 30% superior al obtenido con el crecimiento Cz, y aún mayor si se compara con el método FZ. El contenido de impurezas de los bloques es más elevado que en los casos anteriores, y mayormente en los extremos de los mismos. Esto obliga a cortar y rechazar los primeros centímetros, situados en los bordes de todo el bloque. Con posterioridad, este bloque se divide en lingotes cuadrados de tamaño determinado.

Figura 18: Cristalización del silicio multicristalino.


26

Figura 19: Fotografía de un trozo de la superficie elegido al azar en una muestra multicristalina y monocristalina Cz. Aumento 200X. Se aprecia la presencia de fronteras de grano y la mayor densidad de dislocaciones

presentes en la muestra multicristalina [iii].

Crecimiento de láminas de silicio

En esta técnica de crecimiento, un tubo octogonal hueco de silicio es extraído directamente del crisol que contiene el silicio fundido. Presenta la ventaja de que posee un alto rendimiento de producción, al ser prácticamente nulas las pérdidas por corte (realizado por un laser). Como desventajas presenta una elevada concentración de

dislocaciones y falta de paralelismo entre las caras.


27

Figura 20: Crecimiento de láminas de silicio.

Silicio amorfo

Su coste de producción es aún más barato que el del silicio multicristalino. Posee una estructura cristalina no definida con numerosos enlaces insaturados. Por este motivo se requerirá de una pasivación del volumen de las obleas así producidas antes de realizar el proceso de fabricación de la célula solar. Esta pasivación puede hacerse con

hidrógeno, mejorándose así la calidad del substrato.

Las propiedades del silicio amorfo son diferentes a las del silicio cristalino. Por ejemplo, el ancho de banda prohibida aumenta de 1,1 eV para el silicio cristalino a 1,7 eV para el amorfo y el coeficiente de absorción también es mayor. Por el contrario, la alta densidad de defectos presentes en la red cristalina hace que la longitud de difusión de los portadores minoritarios sea muy pequeña. Por ello, los substratos realizados serán muy finos (láminas delgadas), y se depositan sobre cristal o sobre un substrato de bajo coste.


28

Figura 21: Distribución atómica del silicio amorfo.

Obtención de las obleas: Corte de los lingotes

Finalmente, para obtener las obleas que se utilizan como substrato para fabricar las células solares, se hace necesario realizar el corte del lingote de silicio. El método más extendido en la actualidad es el uso de sierras multihilo. En este proceso se pierde hasta un 40% del lingote. Las obleas resultantes tendrán un espesor comprendido entre las 230 y las

250 µm.

Figura 22: Corte de los lingotes en una sierra multihilo.


29

5. CÉLULAS SOLARES DE SILICIO

Una célula solar es un dispositivo electrónico que transforma la luz solar en electricidad. Para ello se requiere primero de un material en el que la absorción de la luz haga que un electrón se promocione a un nivel superior de energía, y segundo del movimiento de este electrón cargado de energía hasta un circuito externo. El electrón disipará esta

energía en un circuito externo y volverá a la célula solar.

Figura 23: Sección de una célula solar.

La generación de la corriente en la célula solar está asociada a

dos procesos:

Primero: la absorción de los fotones incidentes para formar pares electrón – hueco. Para ello se requiere de fotones cuya energía sea igual o superior al del ancho de banda prohibida. Los electrones en el substrato tipo p y los huecos en el tipo n, se encuentran en un estado meta-estable, y se recombinarán tras un tiempo denominado tiempo de vida. Si se recombinan, esos portadores no contribuirán a la corriente.

Segundo: el uso de uniones p-n para separar espacialmente a los electrones de los huecos. El campo eléctrico que aparece en la unión hace que los portadores minoritarios sean “barridos” a través de ella,

pasando a ser mayoritarios en la otra región.


30

A continuación se van a tratar los distintos pasos necesarios para

realizar una célula solar.

Texturado

En primer lugar se realiza un ataque de las superficies para eliminar impurezas presentes en dicha zona de las obleas tras el corte de las mismas, minimizar el daño superficial introducido por el corte, minimizar la reflexión de la luz incidente y aumentar la superficie de contacto, consiguiéndose así reducir la resistencia serie de la célula

solar.

Figura 24: Superficie de una oblea de silicio monocristalino tras la

realización un texturado alcalino.

Con ello se consigue aumentar la densidad de corriente de cortocircuito (Jsc) en aproximadamente un 6%, la tensión de circuito abierto en aproximadamente un 1% y la eficiencia final de la célula

solar en aproximadamente un 1 – 2% absoluto.

En la actualidad existen distintos tipos de texturados los cuales, de acuerdo con su complejidad, se realizan a nivel industrial y/o en

laboratorios.

• Mecánicos: por fricción de la oblea contra una superficie con forma determinada.


31

• En disolución acuosa: son los más comunes. Podemos distinguir entre texturados alcalinos, que son más o menos efectivos según sea la orientación cristalina de la oblea de silicio y dan lugar a pirámides en las superficies de las mismas, y texturados ácidos, los cuales son anisotrópicos (no dependen de la orientación cristalina del grano donde se realiza el ataque) y que, por lo tanto, es más

apropiado para ser utilizado con substratos de silicio multicristalino.

• Mediante el bombardeo de la superficie con plasma.

• En laboratorios también se utilizan técnicas de fotolitografía para obtener pirámides invertidas en la superficie de la oblea o granos esféricos que constituyen el llamado texturado de panel de

abeja.

Ataque en disolución acuosa

Por plasma

Mecánicos

Figura 25: Fotografías de distintos tipos de texturado.

Algunos valores orientativos de las reflectividades alcanzadas en

las muestras de silicio tras realizar los distintos tipos de texturado son:


32

Tipo de texturado Reflectividad media ponderada

(espectro AM 1,5G)

Sin textura 30%

Alcalino 11%

Ácido (mc-Si) 16%

Métodos fotolitográficos; plasma 5,6%

Tabla II: Reflectividad media obtenida utilizando distintos tipos de

texturado.

Emisor: difusión de fósforo En la actualidad, la gran mayoría de las células solares de silicio que se comercializan tienen una base tipo p (que actúa como terminal positivo) y un emisor tipo n (que será el terminal negativo). Este emisor suele situarse en la cara frontal de la célula solar. Existen distintas

técnicas para obtenerlo:

Figura 26: Distintas formas de obtener el emisor en una célula solar de

silicio.


33

• Screen prinitng y Spin on: distribuyendo una pasta pseudo-líquida de fósforo mezclada con disolventes para facilitar la distribución y uniformización del dopante en la cara de la oblea donde es

depositado.

• Spray on y Fog: el fósforo se deposita hacienda pasar las muestras por una atmósfera líquida rica en fósforo. Este fósforo se encuentra mezclado con disolventes, cuya función es la misma

que la comentada en el caso anterior.

En estos casos, tras quedar las muestras impregnadas en la solución que contiene el fósforo, estas pasan por un paso de horno a unos 300 ºC para evaporar los disolventes mencionados con anterioridad. A continuación tiene lugar el paso de difusión propiamente dicho, en hornos en línea equipados con lámparas de infrarrojos. La temperatura de este paso suele estar en torno a

los 800 ºC.

En este sentido, aparecen los denominados hornos “RTP” (rapid termal processing), que realizan el proceso de difusión en poco tiempo y con una carga térmica baja. Las desventajas de este paso es que el emisor será muy superficial, aumentando las posibilidades de cortocircuitar la célula tras la metalización de dicha cara haciendo uso del método de screen printing. Además, se incrementan los defectos en la estructura cristalina del substrato debido a las altas rampas térmicas asociadas al

proceso.

Existen también los hornos de infrarrojos, que poseen la ventaja de que proporcionan emisores más profundos (ya que el proceso tiene una mayor carga térmica). Las rampas de temperatura son más suaves, por lo que no se afecta a la

estructura cristalina del material.

En ambos caos, se utilizan hornos en línea, por lo que resulta fácil realizar su automatización. Como desventaja se tiene el riesgo de introducir impurezas procedentes de las lámparas de calentamiento y/o de la cinta metálica donde se transportan las muestras. Además, no permite el uso de fuentes de fósforo

de alta pureza.


34

• Otra forma de obtener el emisor de fósforo es a partir de hornos de tubo y de una fuente líquida de POCl3. En este proceso, con mayor carga térmica que los anteriores, se pueden programar las rampas de temperatura y afectar así mínimamente a la estructura cristalina de las muestras de silicio. Dentro del horno, estas quedan separadas de las resistencias por un tubo de cuarzo, reduciéndose la contaminación debida a factores externos al proceso de difusión propiamente dicho. Otra ventaja es que se pueden utilizar fuentes de fósforo de alta pureza. Además, gracias a que durante la disociación del POCl3 se genera cloro, se mantiene el interior del horno libre de impurezas metálicas. Como contrapartida, se trata de procesos de larga duración y más

difíciles de automatizar que los vistos con anterioridad.

Vamos a tratar a continuación este último proceso, pues es el que da

lugar a mejores eficiencias.

Difusión de fósforo a partir de una fuente líquida de POCl3

Tal y como se ha comentado con anterioridad, la difusión tiene lugar en hornos de tubo y se utiliza POCl3 como fuente de fósforo. A

grandes rasgos, las reacciones que tienen lugar son:

Inicialmente, el oxígeno reacciona con la fuente de fósforo, dando lugar a pentaóxido de fósforo y a cloro (agente extractor de posibles impurezas metálicas presentes en el horno). Una vez en la superficie, el pentaóxido de fósforo reacciona con el silicio, dando lugar

a óxido de silicio y a fósforo. Así tras este proceso tendremos:

• Una capa tipo n (emisor) cuya profundidad es de unos 0,3 µm (la profundidad depende del dopado del substrato y de la carga

térmica asociada al proceso).

• Una capa de óxido fino, de unos 80 nm, que será necesario

eliminar.


35

Figura 27: Difusión de fósforo en un horno de tubo.

Un punto muy importante es que durante el paso de difusión de fósforo se puede conseguir extraer impurezas del volumen (gettering), mejorando el tiempo de vida del volumen de la célula solar.

La técnica de la extracción de impurezas por fósforo consiste en la formación de una capa sumidero superficial n+, también denominado capa muerta. Dicha extracción se basa principalmente en dos

mecanismos:

• Segregación de impurezas contaminantes y difusión hacia la capa de fósforo superficial debido a un aumento de su solubilidad comparada con la que tienen en el volumen de silicio. Además, se reduce la difusión de impurezas una vez que se incorporan a

dicha capa.

• Inyección de autointersticiales que acompañan a la difusión del fósforo, los cuales desplazan a impurezas sustitucionales hacia posiciones intersticiales, desde las que se difunden hacia la capa

sumidero superficial con mayor rapidez.

Emisores selectivos

Una mejora importante consiste en utilizar emisores selectivos. Esta técnica ya ha sido utilizada en la célula record del mundo, así como en

líneas de fabricación de células de alta eficiencia.

La tecnología actual de P/Al utilizada en muchas empresas posee las siguientes limitaciones relacionadas con el emisor: utilizando la técnica de metalización por screen-printed, las células requieren de un alto dopado del emisor (zona n++) para conseguir un buen contacto. Esto


36

repercute en la absorción de la luz con longitudes de onda bajas (ultra-violeta) y en una superficie difícil de pasivar (con velocidades de recombinación superficiales superiores a los 10000 cm/s [iv]). Este tema cobra cada vez más importancia a medida que se trabaja con

substratos más delgados, lo cual es la tendencia en la actualidad.

Tratando de paliar este problema se está introduciendo el llamado “emisor selectivo”. Consiste en disponer de una capa de fósforo muy dopada solo en la zona situada bajo los contactos (5 – 10 Ω/) con la

que se tendrá una baja resistencia serie, mientras que para el resto de la superficie se tiene un emisor poco dopado (100 – 150 Ω/) consiguiendo

así disminuir la velocidad de recombinación superficial.

Figura 28: Esquema de una célula solar con emisor selectivo.

Pasivación superficial En el proceso estándar utilizado a nivel industrial, el siguiente paso

consiste en el depósito de una capa pasivadora y antirreflectante.

La superficie del semiconductor presenta numerosos defectos causados por la interrupción de la periodicidad de la red cristalina, lo que hace que aparezcan enlaces insaturados, que son centros de recombinación. Esta recombinación cobra cada vez más importancia a medida que se utilizan sustratos más delgados y con mayor tiempo de vida. Presenta un notable impacto en la corriente de cortocircuito y en la tensión de circuito abierto. Por ello, uno de los aspectos relevantes a la hora de conseguir altas eficiencias de conversión en los dispositivos


37

fotovoltaicos es la reducción de la velocidad de recombinación

superficial.

Figura 29: Red cristalina y enlaces superficiales insaturados.

Para reducir el número de enlaces insaturados se crecen o depositan unas capas en la superficie con las que se consiguen cerrar dichos enlaces. A la reducción del número de enlaces insaturados se

denomina pasivación.

Históricamente, en los laboratorios se han utilizado capas de óxido de silicio (SiO2) para realizar la pasivación del emisor de las células solares de silicio, dando lugar a velocidades de recombinación superficiales inferiores a los 10 cm/s en obleas de silicio tipo p de alta calidad. Así se han obtenido células con altas eficiencias, destacando

la que a día de hoy es record del mundo, con un 24,7% de eficiencia.

Como contrapartida este proceso requiere de pasos de horno con una alta carga térmica asociada, lo que conlleva a una degradación del tiempo de vida del volumen, principalmente si las muestras son de baja calidad, así como un alto coste asociado al

proceso (T > 850 ºC ; tiempo > 30 minutos).

Con el fin de dar solución a este problema se han realizado numerosos estudios para conseguir capas que pasiven bien las superficies de las muestras de silicio mediante procesos de corta duración y a baja temperatura. Excelentes resultados se han conseguido mediante el depósito de capas de nitruro de silicio (SiNx). Se

caracterizan porque:


38

• Se trata de procesos con una baja carga térmica asociada.

• Las capas se pueden utilizar como antirreflectantes: variando las características de los procesos podemos conseguir índices de refracción entre 1,8 y 3,0 y distintos espesores, lo que nos permite optimizar capas tanto para células encapsuladas como no

encapsuladas.

• Dan lugar a buenas pasivaciones superficiales, con velocidades de recombinación superficiales inferiores a 10 cm/s en muestras

de silicio tipo p de alta calidad.

• Por su contenido en hidrógeno, las capas pueden pasivar el volumen de las células solares tras un paso de “firing” (recocido). Esto es muy importante principalmente en muestras de silicio multicristalino, ya que consigue disminuir los centros de recombinación presentes en las fronteras de grano y en las

dislocaciones.

Por otro lado, este proceso también presenta algunos

inconvenientes:

• Se utiliza gas silano, que es tremendamente tóxico y pirofórico

(arde en contacto con el aire).

• Las capas con índice de refracción mayor que 2,2 presentan absorción de la luz ultravioleta, lo que puede ocasionar pérdidas

de corriente en las células solares.

Utilizando sistemas de depósito similares a los de las capas de nitruro de silicio, pero cambiando los gases empleados durante el proceso, otra capa de interés es la de carburo de silicio. Por sus características, está especialmente indicada para pasivar substratos tipo p. Por ello, y aún en laboratorios, se utiliza para pasivar la cara trasera de las células solares realizadas con dicho tipo de substrato. Se han publicado velocidades de recombinación superficial inferiores a los 5 cm/s [v]. Además, sus características son estables tras los pasos de

horno.

Otra forma de pasivar las superficies de las células solares es depositando capas de silicio amorfo (a-Si:H). Este proceso también tiene una baja carga térmica asociada. Se utiliza en las denominadas células HIT (Hetero-junction with Intrinsic Thin layer), alcanzándose


39

eficiencias de conversión del orden del 21,5% en laboratorios y del 19,5% en producción industrial [vi]. Por el contrario, estas capas son poco

estables térmicamente.

Con independencia del tipo de capa que se utilice para realizar la pasivación del emisor, es importante conocer el dopado del mismo. Este se relaciona con la resistencia de capa del emisor, de forma que una menor resistencia de capa está asociada con un mayor dopado y viceversa. Un mayor dopado también suele implicar emisores más profundos. En esta capa tiene lugar una pequeña absorción de la luz incidente, por lo que la corriente fotogenerada será inferior. Además, tal y como se presenta en la figura 30, un emisor más dopado lleva asociado mayores velocidades de recombinación superficiales. A modo de ejemplo, para un dopado en la superficie de 1020 cm-3 (≈ 40 Ω/), tendremos una velocidad de recombinación superficial superior a los 10000 cm/s. Con un dopado de emisor de entorno a 1019 cm-3(≈ 65 Ω/), la velocidad de recombinación superficial disminuye aproximadamente

en un orden de magnitud.

Figura 30: Velocidad de recombinación superficial frente al dopado del

emisor, para una muestra de silicio tipo n [iv].

El efecto sobre la eficiencia final de la célula solar de la

recombinación en el emisor aparece en la figura 31.


40

Figura 31: Eficiencia de una célula solar estándar (de P/Al) en función del tiempo de vida del volumen y de la velocidad de la recombinación

en la cara frontal. Simulación realizada con el programa PC1D [vii].

Se han elegido tres tiempos de vida del volumen de la célula

solar:

• 10 µs, que corresponde al tiempo de vida final de las células

solares de baja calidad.

• 25 µs, que corresponde al tiempo de vida final esperado haciendo uso de nuevos pasos de extracción de impurezas más

efectivos (por fósforo y por aluminio).

• 100 µs, asociado al uso de procesos de fabricación muy

optimizados, y al empleo de substratos de alta calidad.

Vemos que se cumplen los resultados que tenemos en la actualidad para células solares con un tiempo de vida final entre 10 y 25 µs y una velocidad de recombinación superficial en torno a los 8000 cm/s. De acuerdo con la simulación, solo cambiando el dopado del emisor, la eficiencia podría subir más de medio punto. Si además mejorásemos el tiempo de vida del volumen al final de la tanda, la

mejora en la eficiencia podría estar en torno al 1,5% absoluto.

13.5

14.0

14.5

15.0

15.5

16.0

16.5

17.0

17.5

1 10 100 1000 10000 100000

Sfrontal (cm/s)

Efic

ienc

ia (

%)

τv = 10 usτv = 25 usτv = 100 us


41

Como nota también cabe destacar que, en pruebas realizadas en la fábrica variando únicamente las características de la capa pasivadora, podemos conseguir mejorar la clasificación de las células solares en al menos una clase. Por lo tanto, queda demostrada la importancia de tener células solares bien pasivadas. Este efecto aumenta a medida que se utilizan substratos más delgados, por el hecho de que hay más portadores minoritarios que llegan a la

superficie.

Capa antirreflectante La oblea de silicio, inicialmente, posee una reflectividad media en torno al 30%, lo que supone que aproximadamente 1/3 de la luz que llega a la superficie no podrá ser aprovechada. Tras el comentado paso de texturado, a nivel industrial, dicha reflectividad disminuye hasta valores del 12% aproximadamente, lo que supone una mejora importante de cara a las características eléctricas de la célula solar. Tratando de disminuir la reflectividad (hasta valores inferiores al 3%, ponderado con el espectro AM 1,5G), y con ello incrementar aún más la densidad de corriente de cortocircuito, lo que se asocia a un aumento de la potencia de las células solares, se realiza el depósito sobre la cara frontal una capa antirreflectante (AR). Para hacernos una idea de en qué se traduce la mejora introducida, en condiciones óptimas, con una capa AR sencilla se puede aumentar la mencionada

densidad de corriente de una célula solar de silicio hasta en un 42% [viii].


42

Figura 32: Reflectividad inicial, tras el texturado y tras el depósito de una

capa AR, junto con el espectro AM 1,5G.

La capa AR debe poseer un índice de refracción tal que haga mínima las pérdidas de luz por reflexión. Para ello, debe estar acoplado entre el índice del silicio y el del aire. En una célula no encapsulada y con una capa antirreflectante sencilla, el índice de refracción óptimo está en torno a 1,94 [ix]. En cambio, si la célula va a estar encapsulada, cosa que sucede a nivel industrial, el índice necesario para disminuir las pérdidas por reflectividad se sitúa en torno a 2,1, ya que estará cubierta

por una lámina de vidrio, cuyo índice de refracción es de 1,45.

Existe una relación entre el índice de refracción (n), el espesor (d) y la longitud de onda para la cual se tiene el mínimo de reflectividad

(λm) de la capa depositada [x]:

n d = λm / 4

En las células solares, se intenta que el mínimo de la reflectividad esté para una longitud de onda de 600 nm ya que, tal y como se muestra en la figura 32, para ella el espectro del sol posee un flujo de fotones máximo. Por lo tanto, sustituyendo en la ecuación anterior, el espesor de la capa deberá estar en torno a los 78 nm si la célula no va a

ser encapsulada, y de 72 nm si es industrial.

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

0,40

0,45

350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000 1050 1100

Long. onda (nm)

Ref

lect

ivid

ad (%

)

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

Flu

jo d

e fo

tone

s

Inicial Texturado AR SiNx AM1,5G


43

En los laboratorios, tratando de disminuir aún más la reflectividad de la célula solar, se depositan capas AR dobles e incluso triples. En la siguiente tabla se muestra el aumento que se puede experimentar en la

densidad de corriente por el uso de estas múltiples capas AR.

Capa AR Incremento en la Jsc (mA/cm2)

Sencilla 10,7

Doble + 2,3

Triple + 0,6

Tabla III: Incremento en la densidad de corriente de cortocircuito en

función del número de capas AR utilizadas [viii].

Por lo tanto, atendiendo a los datos de la tabla III, el pequeño aumento en la densidad de corriente asociado al uso de capas AR múltiples hace que, a día de hoy, estas no sean utilizadas a nivel

industrial.

En la actualidad, por sus propiedades y su versatilidad, a nivel industrial se utilizan principalmente capas de nitruro de silicio a modo de pasivadoras y antirreflectantes, ya que variando su composición podemos obtener el índice de refracción deseado. Asimismo, variando

la duración del proceso de depósito tendremos el espesor óptimo.

Metalización Necesitamos unos contactos por donde extraer los portadores minoritarios generados. Esto se realiza a través de unas mallas de

metalización situadas en la cara posterior y/o frontal de la célula solar.

Contacto frontal

A la hora de diseñar el contacto frontal se requiere principalmente que posea una baja resistencia con el emisor, una baja resistencia del contacto, un bajo factor de sombra (hay que llegar a un compromiso entre el número de dedos y la sombra ocasionada por los mismos: mayor número de dedos implica una menor resistencia de contacto, pero un mayor factor de sombra; por otro lado, una malla con pocos


44

dedos tendría asociada una resistencia serie elevada y un bajo factor de sombra), y que permita ser soldada para facilitar su posterior

interconexión con otras células dentro del módulo.

A nivel industrial, los contactos se obtienen principalmente con técnicas de serigrafía (screen printing). En ellas se hace usos de pastas líquidas que contienen plata junto a disolventes. Esta pasta se sitúa sobre una pantalla y cae sobre la célula a través de unos huecos definidos en la misma. Una vez dibujada la malla de metalización, la célula pasa a un horno de secado en el que los disolventes se evaporan

de la superficie. La temperatura utilizada para ello es de unos 300 ºC.

Figura 33: Definición de los contactos. Proceso serigráfico.

Frente a la facilidad de su integración en la línea de producción a nivel industrial, la metalización frontal por serigrafía tiene las siguientes

desventajas:

• Resistencia de contacto alta (debido a la presencia de elementos

no metálicos).

• Baja relación de aspecto (alto factor de sombra: La anchura de los dedos obtenidos con esta técnica se sitúa entre las 80 y las 120

µm).


45

• Impone un alto dopaje en el emisor (lo que conlleva, según se ha visto, a una mayor recombinación en la superficie así como a una

menor respuesta ante la luz ultravioleta).

Contacto posterior

Al igual que el frontal, el contacto posterior también se realiza a nivel industrial principalmente mediante un proceso serigrafico. En este caso se utiliza una pasta de aluminio, ya que la plata no hace un buen contacto óhmico con el silicio del substrato (tipo p). Además, esta capa de aluminio posee otras ventajas que detallaremos más adelante. Los buses a través de los cuales se contactarán unas células con otras se realizan con una pasta de plata, ya que este metal permite ser soldado

fácilmente.

Recocido

Tras el secado de ambas pastas por separado, se procede a realizar un paso de recocido (firing) para que el metal del contacto

frontal atraviese la capa AR y haga un buen contacto con el emisor. Hay que tener cuidado para que el contacto no llegue a la base, pues en este caso tendríamos la célula cortocircuitada. Además, durante este paso el metal de la parte trasera profundiza y realiza un buen contacto con la base. La figura 34 muestra esquemáticamente este

proceso.


46

Figura 34: Recocido (firing) del contacto metálico.

Efecto del aluminio en la cara trasera de la célula solar

La capa de aluminio en la cara trasera de una célula solar, tras un paso de recocido, además de mejorar el contacto óhmico posee las

siguientes ventajas:

• Realiza la extracción efectiva de impurezas metálicas presentes en el volumen. Estas tienden a difundirse hacia la capa de aluminio/silicio líquida que se forma para temperaturas superiores a los 577 ºC. La eficiencia de este paso depende del tipo de impurezas presentes, de la temperatura y duración del proceso y

del espesor de la capa de aluminio utilizada.

• Disminuye la recombinación en la cara trasera de la célula solar mediante un campo eléctrico repulsivo de los portadores minoritarios de la base (en inglés back surface field, BSF).

• En el lado negativo tenemos que esta capa de aluminio, dependiendo de su espesor, puede producir un arqueo (bowing)

de la célula solar, pudiendo llegar a fracturarla si se trabaja con

células muy delgadas.

0

200

400

600

800

1000

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Tiempo (s)

Temperatura (ºC)

Quemado Firing

Aleado Al


47

Figura 35: Estructura de una célula solar basada en la tecnología de fósforo/aluminio (con emisor de fósforo, substrato tipo p y aluminio en la

cara trasera).

Otras formas de obtener los contactos

Aunque la forma comentada es la más extendida a nivel industrial, existen más métodos para realizar la metalización de las

células solares.

En laboratorios, haciendo uso de técnicas fotolitográficas, los contactos se obtienen mediante la evaporación en alto vacío de metales de alta pureza (titanio, paladio, aluminio y plata). Así se consiguen dedos cuya anchura se sitúa en torno a las 15 µm en la cara frontal, disminuyéndose el factor de sombra y la resistencia serie, y un control preciso del espesor de aluminio en la cara trasera, evitando los

efectos negativos del arqueo ya comentados.

A nivel industrial, existe otra técnica de metalización que está dando lugar a mayores eficiencias en las células solares. Se trata de la

tecnología de contactos enterrados (LGBG: Laser-Grooved Buried-Grid).

EF

n p p+


48

Figura 36: Sección de una célula con contactos enterrados. A la

derecha podemos ver un dedo de la malla de metalización frontal.

• El contacto de plata “se entierra” en un surco abierto por un láser. Así, con esta técnica se superan muchos de los problemas

encontrados con el contacto serigráfico:

• Menores pérdidas por sombra al tratarse de dedos más finos.

• Resistencia serie menores, ya que el grueso del metal se sitúa en el

surco abierto por el láser.

• Optimización independiente del dopaje de emisor bajo el metal y bajo la zona iluminada, ya que al ser los dedos más finos y estar más próximos unos de otros, hacen que se reduzcan las pérdidas

asociadas a la resistencia presente en el emisor.

Aislamiento de bordes El siguiente paso consiste en realizar un aislamiento entre el emisor y el substrato, evitando así posibles cortocircuitos en la célula solar. Para

ello, y a nivel industrial, existen principalmente dos técnicas:

1. Aislamiento con plasma: las primeras micras de los bordes de las células solares son eliminadas mediante un ataque con plasma. En este caso, el aislamiento se realiza tras el paso de difusión de

fósforo.


49

2. Aislamiento con láser: definiendo un surco paralelo al borde de la cara frontal de la célula solar. Su profundidad ha de ser mayor

que la del emisor.

Figura 37: Aislamiento de bordes. Izquierda: plasma; Derecha: láser.


50

6.- CARACTERIZACIÓN DE LA CÉLULA SOLAR

Curva IV Constituye el método de caracterización más estandarizado de una célula solar. Con ella conoceremos la tensión de circuito abierto, la corriente de cortocircuito, el factor de forma y la potencia máxima del

dispositivo. La figura 38 muestra una curva característica.

Figura 38: Curva corriente – tensión de una célula solar.

El punto de máxima potencia de la curva es tal que hace máximo

el valor del producto I V.

La corriente de cortocircuito (Isc) depende de los siguientes factores:

• Área de la célula solar: la corriente es proporcional a esta. Por ello, para poder comparar resultados de células de distintos

Voltaje

Corriente

IS IMAX

VMAX VO

Pmax = Imax · Vmax

FF = Pmax / ( Voc · Isc)


51

tamaños se utiliza el término densidad de corriente de cortocircuito, Jsc, medida en mA/cm2.

• Número de fotones que inciden en la célula solar: la corriente

también es proporcional a este valor.

• Espectro de la luz incidente: interesa que las longitudes de onda

que componen la luz sean aceptadas por la célula solar.

• Propiedades ópticas de la célula solar: texturado, metalización

frontal y capa AR.

• Tiempo de vida y recombinación superficial: a mayor tiempo de vida y menor recombinación superficial, mayor es la corriente

producida.

Tal y como se ha adelantado en el segundo de estos puntos, como muestra la figura 39, la corriente producida por la célula solar es

función de la radiación solar incidente.

Figura 39: Dependencia de la corriente de un módulo fotovoltaico con

la radiación solar incidente.


52

La tensión de circuito abierto se expresa como:

+= 1ln

o

Loc I

I

q

nkTV ,

donde n es un factor de idealidad, k es la constante de Boltzmann (1,38 10-23 J/K ), T la temperatura absoluta de la célula, q la carga del electrón (kT/q ≈ 26 mV a temperatura ambiente), IL la corriente de cortocircuito e Io la corriente inversa de saturación. Así, depende de la fotocorriente y de la recombinación presente en la célula solar. La temperatura de la célula posee un efecto importante sobre este valor. Así, la variación del mismo es de 2,3 mV por cada grado Celsius que

aumenta la temperatura de la célula.

Figura 40: Dependencia de la tensión de circuito abierto de un módulo

fotovoltaico con la temperatura.

El factor de forma (fill factor) relaciona el punto de máxima potencia con la tensión de circuito abierto y la corriente de

cortocircuito. Se define como: scoc

mpmp

IV

IVFF = .

Nos da una idea de cómo de cuadrada es la curva IV.

Idealmente FF = 1. En la realidad, su valor suele estar próximo a 0,80.


53

El factor de forma no muestra una relación directa con el valor de la corriente de cortocircuito, en el sentido de que una célula solar

puede tener una baja corriente y un alto factor de forma.

Está influenciada por los valores de la resistencia serie y paralelo de la célula solar. Ambas disminuyen la potencia de la célula y, por lo

tanto, su eficiencia.

La resistencia serie se relaciona con el movimiento de los portadores por el contacto metálico, el emisor y por la base. Como se

muestra en la figura 41, al aumentar:

• La tensión de circuito abierto se mantiene aproximadamente

constante.

• La corriente de cortocircuito disminuye ligeramente.

• Se experimenta una disminución brusca en la tensión del punto de

máxima potencia.

• Aparece una disminución moderada en la corriente del punto de

máxima potencia.

Figura 41: Efecto de la resistencia serie sobre la curva IV de una célula

solar.

La resistencia paralelo se asocia a defectos en el proceso de fabricación de la célula solar, tales como un mal aislamiento de los


54

bordes y pérdidas en la unión pn (entre el emisor y la base), debido por ejemplo al roce entre varias de ellas. Tal y como aparece en la figura 42,

sus efectos son:

• Disminución de la tensión de circuito abierto.

• La corriente de cortocircuito se mantiene más o menos constante.

• La tensión del punto de máxima potencia disminuye de forma

moderada.

• La corriente del punto de máxima potencia experimenta una

disminución brusca.

Figura 42: Efecto de la resistencia paralelo sobre la curva IV de una

célula solar.

La eficiencia es el parámetro más utilizado para realizar la clasificación de las células solares, así como para compararlas entre si. Se define como la relación entre la energía producida por la célula solar y la energía incidente procedente de la luz. Depende del espectro y de la intensidad de la luz incidente (1 sol), y de la temperatura de la célula

(25 ºC).

Pin

P

Pin

FFIscVoc max·· ==η


55

Eficiencia cuántica Relaciona el número de fotones incidentes en la célula solar y el

número de portadores que se colectan.

Depende de la longitud de onda (y por lo tanto de la energía) de los fotones. Si los fotones de cierta longitud de onda son absorbidos y los portadores minoritarios que se producen son colectados, la eficiencia cuántica para esa longitud de onda sería igual a la unidad. En cambio, para fotones con una energía inferior a la del ancho de banda

prohibida, la eficiencia cuántica será cero.

Figura 43: Eficiencia cuántica interna de una célula solar.

La interpretación es la siguiente:

• Los fotones cuya longitud de onda es inferior a los 500 nm son absorbidos en las primeras micras de la célula solar. Por lo tanto,

esa zona de la curva se asocia a la pasivación superficial.

• La zona comprendida entre los 800 y los 1000 nm se asocia al tiempo de vida del volumen y a la recombinación en la cara

trasera de la célula solar.

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200

Long. onda (nm)

IQE


56

• La respuesta para longitudes de onda mayores de los 1050 nm se asocia a la reflectividad interna de la cara trasera de la célula

solar.

Partiendo del concepto comentado, también denominado eficiencia cuántica externa, se define la eficiencia cuántica interna de forma que solo tiene en cuenta los fotones absorbidos, y no los

reflejados y/o transmitidos en la célula solar.

)Re1)(1( dflectividaF

EQEIQE

sombra −−=


57

7.- CÉLULAS SOLARES DE ALTA EFICIENCIA

El esquema expuesto con anterioridad para la fabricación de células solares es el más utilizado en la actualidad a nivel industrial. Para células realizadas en los laboratorios existen diversas técnicas y diseños que dan lugar a células más eficientes. Algunas de las características de

estas son:

• Emisores de fósforo poco dopados para reducir las pérdidas por

recombinación existentes en la capa muerta.

• Alto dopado justo bajo el metal, para disminuir la resistencia serie.

• Uso de técnicas de fotolitografía para realizar la malla de metalización frontal con dedos cuya anchura es inferior a las 20 µm, dando lugar a un menor factor de sombra sin repercutir en la

resistencia serie.

• Uso de texturados especiales y dobles capas antirreflectantes para disminuir al máximo las pérdidas por reflectividad de la

célula solar.

A continuación se van a ver tres tecnologías que incorporan varios o todos los puntos anteriores.

Célula tipo PERL Con las siglas PERL se denotan a las células que tienen pasivadas

las caras frontal y posterior con una capa de óxido de silicio de alta calidad y que, con el fin de mejorar los contactos, poseen difusiones localizadas muy dopadas bajo los mismos (PERL: Passivated Emitter with rear locally diffused cell). A día de hoy se están utilizando otras capas pasivadoras ya comentadas con anterioridad en el apartado de pasivación superficial para realizar este tipo de células solares. Un

esquema de la misma puede verse en la figura 44.


58

Figura 44: Esquema de una célula tipo PERL.

Para realizar esta célula se utilizan substratos de alta calidad y técnicas de la industria microelectrónica. La cara trasera está pasivada y el contacto se realiza de forma local. Para minimizar la recombinación sin afectar al contacto eléctrico, se realiza una difusión p+ justo en la

zona del contacto.

La que en la actualidad es la célula de silicio record del mundo

posee esta estructura [xi]. Sus características eléctricas son:

Área (cm2) Jsc (mA/cm2) Voc (mV) FF η (%)

4 42,2 706 0,828 24,7

Tabla IV: Características eléctricas de la célula solar de silicio record del

mundo.

Célula tipo PERC Las células tipo PERC (Passivated Emitter and Rear Cell) poseen una estructura parecida a la anterior en el sentido de que utiliza capas pasivadoras para reducir la recombinación de las caras frontal y posterior, si bien sus técnicas de fabricación están próximas a las de la industria fotovoltaica. El contacto trasero continúa siendo puntual. La

figura 45 muestra un esquema de la misma.


59

Figura 45: Esquema de una célula tipo PERC.

Esta estructura se diferencia de la anterior principalmente en que no posee difusiones muy dopadas bajo los contactos que minimizan la recombinación sin afectar al contacto eléctrico. Por ello, tratando de tener un buen contacto, con este tipo de estructura de deben utilizar

substratos cuya resistividad sea inferior a 1 Ωcm [xii].

Las características eléctricas de la mejor célula solar con esta

estructura obtenida en un laboratorio se muestran en la tabla V.

Área (cm2) Jsc (mA/cm2) Voc (mV) FF η (%)

4 39,6 676 0,807 21,6

Tabla V: Características eléctricas de la mejor célula solar de silicio con

estructura tipo PERC.

A nivel industrial, lo que se está tendiendo es a sustituir el aluminio en la cara trasera por una capa pasivadora de carburo de silicio, de nitruro de silicio y/o de óxido de silicio. Con ello se evitan problemas presentes por utilizar aluminio: elevada velocidad de recombinación en la cara trasera de la célula solar y arqueo de la misma debido a los diferentes coeficientes de expansión del aluminio y el silicio. Ambos puntos son muy importantes teniendo en cuenta de que la tendencia es

a utilizar substratos más delgados y con mayor tiempo de vida.


60

Células de contacto posterior La célula de contacto posterior elimina las pérdidas asociadas a la sombra que produce el contacto metálico en la cara frontal, situando ambos contactos en la cara trasera. Se utilizan substratos delgados y de alta calidad para que los pares electrón-hueco generados en la cara frontal de la célula solar puedan ser colectados en la cara trasera de la misma. Poseen la ventaja de que son más fáciles de conectar unas con otras, así como la posibilidad de situar las células más juntas, al no necesitar de espacio para pasar el contacto de la cara frontal de una

célula a la posterior de la siguiente.

Figura 46: Esquema de una célula solar de contacto posterior.

Células con eficiencias superiores al 21% han sido obtenidas con

este tipo de estructura [xiii].

8. CLASIFICACIÓN

Hasta aquí se ha comentado cómo fabricar una célula solar así como distintas tecnologías para obtenerlas. La siguiente tabla muestra las eficiencias de las células y módulos record del mundo realizadas a partir de distintos tipos de

substratos. Asimismo, la figura 47 muestra la evolución de las eficiencias alcanzadas en dichas células con el tiempo.

Tabla VI: Eficiencias y áreas de las células record del mundo [xiv].

8,2% // 661 cm2 15,3% // 1017 cm2

22,7% // 778 cm2 Módulo record

16,6% // 4 cm2 20,3% // 1 cm2 24,7% // 4 cm2 Célula record

Lámina delgada mc-Si Mono-Si EFICIENCIA

40,7%, 240 soles 27,8%, 216 soles 26,8%, 96 soles Concentración

Multi -unión GaAs Silicio EFICIENCIA


62

Figura 47: Evolución de la eficiencia de las células solares realizadas con distintos tipos de substratos y tecnologías [xv].

9. COSTES

En este apartado se van a dar unas cifras orientativas relacionadas con el coste de producción de un módulo fotovoltaico y de la instalación del mismo [xvi]. La figura 48a muestra una división del precio del watio pico producido en las distintas partes del proceso de fabricación de un módulo fotovoltaico. Asimismo, la figura 48b muestra este coste dividido en otras áreas, como son el coste de los equipos, del material, del personal, de las pérdidas y los costes fijos, como por

ejemplo el consumo de sustancias químicas, de gases y de electricidad.

Coste (2,55 €/Wp)

0.35 € ; 14%

0.43 € ; 17%

1.14 € ; 44%

0.28 € ; 11%

0.35 € ; 14%Equipo

Personal

Material

Pérdidas

Fijos

Figura 48: División del precio del Wp producido por un módulo

fotovoltaico realizado con células solares de silicio.

b

a


64

Tratando de disminuir costes:

• El polisilicio constituye el 14% del precio del módulo. Tratando de disminuir este coste, y teniendo en cuenta los objetivos de pureza de las obleas de silicio utilizadas en fotovoltaica, se está investigando para conseguir métodos de purificación cada vez

más baratos.

• El crecimiento del lingote supone un 9% del precio del módulo. El lingote de silicio multicristalino disminuye este porcentaje. Por este ahorro en costes, junto al hecho de que cada vez las eficiencias de este tipo de células se aproximan más a las obtenidas con silicio monocristalino, hacen que el mercado fotovoltaico esté

apostando por este tipo de substratos.

• El corte supone un coste del 11% aproximadamente, ya que se pierde mucho silicio. Para ahorrar costes cada vez se están

cortando obleas más delgadas (≤ 220 µm).

• El proceso de la célula solar constituye el 28% del precio final del módulo. Para disminuir este valor se están estudiando procesos cada vez más económicos y que dan lugar a células solares más

eficientes.

La célula solar de silicio pesa hasta un 60% del módulo, pero el módulo es solo una parte del sistema final. A este precio hay que añadir

el de la instalación. La figura 49 muestra cómo se dividen ambos costes.

Figura 49: Porcentaje del módulo y de la instalación en el precio final de

una planta fotovoltaica.

60%

40%

MóduloInstalación


65

Relacionado con los costes, otro punto importante es conocer la inversión energética necesaria para realizar el módulo fotovoltaico. La figura 50 nos muestra la energía consumida en los procesos, mientras que en la figura 51 aparece la energía consumida en producir los

materiales necesarios para la fabricación del módulo.

Figura 50: Energía consumida en los procesos de fabricación del módulo

fotovoltaico.

Figura 51: Energía consumida para obtener los materiales que se utilizan

para la fabricación del módulo fotovoltaico.

Energía consumida en materiales

234

237

166

303

759

267

0 500 1000 1500 2000 2500

Carbón

Vidrio

EVA

Tedlar

Aluminio (marcos)

Acero (estructura)

Electricidad (kWh/kWp)

Energía consumida en procesos

755

1346

2161

2

267

45

0 500 1000 1500 2000 2500

Obtención Si

Purificación

Cristalización

Corte

Fabricación células

Fabricación módulos

Electricidad (kWh/kWp)


66

La suma de toda la energía hace un total de 6552 kWh/kWp producido.

Conocida la energía necesaria para producirlo, introducimos ahora el concepto de tiempo de recuperación energética (Energy Pay Back Time, EPBT), que es el tiempo que el sistema fotovoltaico necesita

para producir la energía que se invirtió en su fabricación:

añounenproducidaEnergía

invertidaEnergíaEPBT

____

_=

Este tiempo depende de la tecnología utilizada y de la localización del sistema. A pesar de todo, y como se muestra en la figura 52, dicho tiempo suele oscilar entre los 18 meses y los tres años y medio [xvii]. Teniendo en cuenta que los módulos se garantizan por 25 años, se recupera sobradamente la inversión energética necesaria para

su fabricación.

Figura 52: Radiación media diaria en España y periodo de recuperación

energética.

1,5 a 3,5 años


67

10. APLICACIÓN

Finalmente, antes de concluir con estos apuntes sobre la energía solar fotovoltaica, vamos a pasar a la práctica y ver algunas de las aplicaciones para los módulos fotovoltaicos. Principalmente podemos

hablar cuatro grupos:

1. Viviendas aisladas de la red eléctrica.

2. Viviendas conectadas a la red eléctrica.

3. Huertos solares y centrales, conectados a la red eléctrica.

4. Otros usos: faros, parquímetros, postes de socorro, señales de

tráfico, repetidores de telecomunicaciones…

La figura 53 muestra ejemplos de cada una de ellas.

Figura 53: Posibles aplicaciones de los sistemas fotovoltaicos.

La radiación solar es captada por los módulos fotovoltaicos, generando energía eléctrica (efecto fotovoltaico) en forma de corriente continua. En las instalaciones conectadas a red, esta energía


68

se transforma en alterna mediante un equipo denominado inversor, y es vertida a la red eléctrica de distribución en el punto de conexión

(normalmente la acometida existente).

Por sus múltiples aplicaciones, su respeto al medio ambiente, su garantía y gracias a las subvenciones ofrecidas por el gobierno, tal y como muestra la figura 54, resulta interesante comprobar que la evolución en la potencia instalada en España es exponencial. La figura 55 muestra la potencia instalada en cada comunidad autónoma a finales del año 2006. Destaca Navarra como la primera, mientras que

Andalucía se sitúa en cuarta posición.

Figura 54: Potencia anual instalada y potencia acumulada en España.


69

Figura 55: Potencia instalada por comunidades a finales del año 2006.

A nivel europeo, como muestra la figura 56, nuestro país ocupa el segundo lugar en lo que a potencia instalada se refiere. La primera y con mucha ventaja, incluso a nivel mundial, es Alemania, con más de

3000 MW instalados a finales del año 2006.

Figura 56: Potencia instalada en Europa a finales del 2006.


70

De acuerdo con el último informe publicado por la Red Eléctrica Española, correspondiente al año 2007, la potencia total instalada ascendió de los 118 MW a los 467 MW, es decir, un incremento de más del 300% en tan solo un año. Esto nos da una idea de la vitalidad de este sector, que es el que en la actualidad más está creciendo, y con

diferencia.

Parte del éxito que está teniendo esta fuente de energía se debe a las subvenciones ofrecidas por el gobierno cuyo pago se realiza durante toda la vida útil de la instalación. En este sentido, tomando como fuente al Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE), en junio del año 2007 las ayudas establecidas según la potencia

de la instalación conectada a red eran:


71

Cabría pensar que la energía solar fotovoltaica es económicamente poco viable, y que vive gracias a las subvenciones. Esto es verdad pero solo en parte, pues otras fuentes de energía como la eólica, la hidráulica o incluso la nuclear están subvencionadas, si bien las primas que reciben son inferiores a las de la energía solar

fotovoltaica.

Ya conocemos la potencia total de las instalaciones fotovoltaicas situadas en nuestro país, pero ¿qué tanto por ciento supone respecto al total de la energía producida? Tomando como fuente el informe del año 2007 presentado por la Red Eléctrica Española tenemos el siguiente

gráfico:

Figura 57: Distribución de la potencia eléctrica instalada en España

(31/12/07).

La energía solar fotovoltaica se sitúa dentro del apartado “otras

energías renovables”.

La potencia total instalada en España a finales del año 2007 ascendía a los 85.698 MW, de los cuales los ya comentados 467 MW corresponden a fotovoltaica. Por lo tanto, tan solo el 0,545%. Este pequeño porcentaje indica que aún queda un largo camino por recorrer, pasando por la necesidad de abaratar su coste de producción

hasta niveles comparables con los de las otras fuentes de energía.


72

Termino ya estos apuntes recordando unos puntos a favor de la

energía solar fotovoltaica, que la hace en ocasiones irremplazable:

• Suministra energía de forma descentralizada y aislada, pudiendo ofrecer por ejemplo suministro en casas alejadas de la red

eléctrica, para sacar agua de pozos, en estaciones de radio…

• Modularidad: mayor número de módulos equivale a una mayor potencia instalada. Por lo tanto, cada persona puede instalar el

número de módulos requeridos de acuerdo con sus necesidades.

• Bajo mantenimiento: principalmente mantenerlos limpios, y esto

casi se consigue con el agua de la lluvia.

• Su impacto visual es mínimo. De hecho, cada vez tiene una mayor

integración arquitectónica.

• No produce ruidos.

• No requiere de agua, lo cuál es un punto importante teniendo en

cuenta que vivimos en un país donde es un bien que no sobra.

Además, no solo no es contaminante, sino que por cada kWh generado con energía solar fotovoltaica se evita la emisión a la atmósfera de aproximadamente 1 kg de CO2, en el caso de comparar con generación eléctrica por una central térmica, o de aproximadamente 400 gr de CO2 en el caso de comparar con generación eléctrica con

gas natural.

Asimismo, si una vivienda unifamiliar se autoabasteciese con energía solar fotovoltaica (instalación de 5 kWp), se evitarían anualmente la emisión de 1,9 toneladas de CO2 a la atmósfera, considerando la generación eléctrica con una central de ciclo combinado con gas

natural.


73

PRINCIPALES FUENTES DE INFORMACIÓN Y

AGRADECIMIENTOS

• Instituto de Energía Solar, Universidad Politécnica de Madrid.

• Universidad de Nueva Gales del Sur, Australia.

• Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía.

• Red Eléctrica Española.


74

REFERENCIAS

[i] P. Zegers, “The Role of PV in a Long Term Sustainable Energy Supply”, Workshop on

European Research and Technology Development Strategies for Photovoltaics, Italia (2002). http://paris.fe.uni-lj.si/pvnet/files/1st_RTD_Workshop_2002/Zegers.pdf

[ii] WP. Hirshman, G. Hering, M. Schmela, “Market survey on global solar cell and module production in 2006” Photon International, (Marzo 2007), pp. 136-166. [iii]S. Ponce-Alcántara, “Fabricación de células solares sobre silicio multicristalino y silicio purificado por la vía metalúrgica”, Tesis Doctoral, Instituto de Energía Solar, UPM, (Sep.

2007), pp. 22.

[iv] Andrés Cuevas, Mark J. Kerr and Jan Schmidt, “Passivation of crystalline silicon using silicon nitride”. Photovoltaic Energy Conversion, 2003. Proceedings of 3rd World

Conference on. (11-18 May 2003), pp. 913- 918 Vol.1

[v] S. Janz, “Phosphorus doped SiC as an excellent p-type Si surface passivation layer”,

Applied Physucs Letters 88, 133516 (2006).

[vi] E. Maruyama et.al. “Sanyo’s challenges to the development of high efficiency HIT solar cells and the expansion of HIT business” IEEE 2006.

[vii] S. Ponce-Alcántara, “Fabricación de células solares sobre silicio multicristalino y silicio purificado por la vía metalúrgica”, Tesis Doctoral, Instituto de Energía Solar, UPM,

(Sep. 2007), pp. 38.

[viii] J. Hofstetter, C. del Cañizo, S. Ponce-Alcántara, A. Luque, “Optimisation of SiNx:H anti-reflection coatings for silicon solar cells”, 6th Spanish Conference on Electronic

Devices, (Feb. 2007).

[ix] M. Lippinski, P. Zieba, S. Jonas. “Optimisation of SiNx:H layer for multicrystalline silicon solar cells”, Opto-Electronic review 12(1), (2004), pp. 41 – 44 .

[x] M.A. Green, “Solar cells. Operating Principles, Technology and System Applications”, Prentice-Hall Series in Solid State Physical Electronics, (1982), pp.162.

[xi] M.A. Green et.al., “Very high efficiency silicon solar cells – Science and

Technology”, IEEE Transactions on electron Devices, Vol. 46, NO. 10, (oct 1999), pp. 1940 – 1947.

[xii] KR. Catchpole, AW. Blakers, Solar Energy Materials and Solar Cells, V. 73(2), (2002),

pp. 189.

[xiii] W.P. Mulligan et.al., “Manufacture of solar cells with 21% efficiency”, Sun Power

Corporation, (2004).

[xiv] Progress in Photovoltaic, (Marzo 2007).

[xv] http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/4/4f/Nrel_best_research_


75

pv_cell_efficiencies.png/800px-Nrel_best_research_pv_cell_efficiencies.png

[xvi] EU FP5 Photex Project.

[xvii] E. Alsema, 21st European PV Conference, Dresden, (2006).

Celulas Solares de Silicio

Documents

Transcript of Celulas Solares de Silicio